【正文】 統(tǒng)絕緣監(jiān)督工作的主要依據(jù)，1999年原福建省電力工業(yè)局制定頒發(fā)了《福建省電網(wǎng)電力設備交接及預防性試驗規(guī)程實施細則》，多年來對電力生產(chǎn)起到了重要的作用，并積累了豐富的經(jīng)驗。 本標準經(jīng)福建省電力有限公司批準,從生效之日起代替1999年原福建省電力工業(yè)局頒發(fā)的《福建省電網(wǎng)電力設備交接及預防性試驗規(guī)程實施細則》。2　 規(guī)范性引用文件下列文件中的條款通過本標準的引用而成為本標準的條款。 帶電測量對在運行電壓下的設備，采用專用儀器，由人員參與進行的測量。 互感器及充油電抗器：吊芯檢修；190。利用紅外熱成像儀或紅外點溫儀對電力系統(tǒng)中具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的設備進行檢測和診斷。 50Hz交流耐壓試驗，加至試驗標準電壓后的持續(xù)時間，無特別說明，均指lmin；其它耐壓試驗的試驗電壓施加時間在有關(guān)設備的試驗要求中規(guī)定。 在進行與溫度和濕度有關(guān)的各種試驗時（如測量直流電阻、絕緣電阻、tgδ、泄漏電流、六氟化硫氣體濕度、絕緣油取樣等），應同時測量被試品的溫度和周圍空氣的溫度和濕度。, 110kV及以下電氣設備為3年，10kV及以下配變（不含開關(guān)站的配變）為5年。A)與絕緣電阻的關(guān)系一般應符合:IuA=U/R60U—直流試驗電壓R60—1分鐘的絕緣電阻(MΩ)2)35kV容量10000kVA及以上應進行3)必要時：a)設備發(fā)生異常時b) 其它繞組額定電壓 kV6～1020～35110～220500直流試驗電壓kV102040602)與前一次測試結(jié)果相比應無明顯變化3) 泄漏電流見附錄H13繞組所有分接的電壓比1)交接時2)分接開關(guān)引線拆裝后3)更換繞組后4)必要時1)各相應分接頭的電壓比與銘牌數(shù)據(jù)相比應無明顯差別，且符合規(guī)律2)電壓35kV以下，電壓比小于3的變壓器電壓比允許偏差為177。2%1)適用于電抗器,如受試驗條件限制可在運行電壓下測量2)必要時:懷疑有故障時31振動1)交接時2)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1)適用于500kV油浸電抗器2）必要時：發(fā)現(xiàn)箱殼振動異常時32噪音1)交接時2)必要時與出廠值或交接值比不應有明顯差別1）按GB7328要求進行,適用于500kV電壓等級2)必要時：巡視發(fā)現(xiàn)噪音異常時33油箱表面溫度分布1)交接時2)必要時局部熱點溫升不超過80k1)適用于500kV油浸電抗器2)必要時:紅外測溫判斷油箱表面發(fā)熱34變壓器繞組變形試驗1)交接時2)更換繞組后3)大修后4)必要時與初始結(jié)果相比,或三相之間結(jié)果相比無明顯差別1)每次測量時,變壓器外部接線狀態(tài)應相同2)應在最大分接位置下測量3)110kV及以上變壓器進行4）必要時：出口(或近區(qū))短路后35殼式變壓器絕緣油帶電度1)交接時2)3年應小于500pC/mL/20℃36殼式變壓器線圈泄漏電流1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上 2年b)110kV3年應小于||μA在變壓器停電啟動油泵狀態(tài)下測量37殼式變壓器絕緣油體積電阻率1)交接時2)大修后3)1年應大于11013Ω、111111223，其中11116項適用于更換繞組時，5項適用于35kV及以上變壓器。、必要時: 懷疑有故障時4阻尼電阻值測量1)交接時2)必要時與名牌數(shù)值對應，誤差不超過177。b)預防性試驗 試驗項目按以下內(nèi)容進行。 電流互感器的試驗項目、周期和要求序號項 目周 期要 求說 明1繞組及末屏的絕緣電阻1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kV及以上2年b)110kV及以下3年5)大修后6)必要時1)110kV及以上一次繞組對二次繞組及地的絕緣電阻2500MΩ2)110～220KV電容型電流互感器主絕緣(一次/末屏)的絕緣電阻2000MΩ3)二次繞組之間及地的絕緣電阻500MΩ4)一次繞組匝間絕緣電阻500MΩ5)電容型電流互感器末屏對地絕緣電阻一般不低于1000MΩ,否則應測量微水6）繞組絕緣電阻與初始值及歷次數(shù)據(jù)比較,不應有顯著變化1)二次繞組之間及一次繞組匝間可采用1000V兆歐表,其余應采用2500V兆歐表2)測量時對非被測繞組(或末屏),外殼應接地3)對二次接線板是用小瓷套裝在膠木板上的形式,其二次之間及對地絕緣電阻應不低于50MΩ4)必要時:懷疑有故障時 2tgδ及電容量1)交接時2)投運前3)新安裝投運后1年內(nèi)4)運行中：a)220kV及以上2年b)35～110kV 3年 5)大修后6)必要時7)SF固體絕緣互感器按制造廠規(guī)定1)主絕緣tgδ(%)不應大于下表中的數(shù)值，且與歷年數(shù)據(jù)比較，不應有顯著變化：1)主絕緣試驗tgδ電壓為10kV，末屏對地tgδ試驗電壓2kV2)油紙電容型tgδ一般不進行溫度換算，當tgδ值與出廠值或上一次試驗值比較有明顯增長時，應綜合分析tgδ與溫度、電壓的關(guān)系,當tgδ隨溫度明顯變化或試驗電壓由10kV升到Um/時，tgδ增量超過177。必要時：a)設備有異常時b)故障設備大修后18SF6電壓互感器氣體密度繼電器和壓力表檢查1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b)110 kV及以下3年4)大修后5)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時:設備發(fā)生異常時：、11111118。必要時:a)設備有異常時b)故障設備大修后4測量絕緣拉桿絕緣電阻1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上 2年b) 110kV及以下3年4)大修后5)必要時1)采用2500V或5000V（126kV及以上）兆歐表2)必要時:對絕緣性能有懷疑時5SF6斷路器直流泄漏電流(110kV及以上)1)交接時2)大修后3)必要時1) 絕緣拉桿試驗電壓如下:1）在高壓側(cè)讀取1分鐘泄漏電流值2)必要時: 運行中的斷路器如發(fā)現(xiàn)絕緣拉桿受潮，烘干處理完畢后，應進行試驗額定電壓kV110～220500直流試驗電壓kV40602)110kV泄漏電流不大于10μA3)220kV及以上泄漏電流不大于5μA6交流耐壓試驗1)交接時2)大修后3)必要時1)交流耐壓或操作沖擊耐壓的試驗電壓為出廠試驗電壓值的80%2)35kV及以下SF6斷路器應進行3)交接時、大修后除對110kV及以上SF6斷路器進行直流泄漏電流試驗外，必要時應進行；運行中如發(fā)現(xiàn)絕緣拉桿受潮，烘干處理完畢后，應進行4)110kV及以上罐式斷路器應進行5)對500kV帶合閘電阻的柱式、定開距瓷柱式SF6斷路器的斷口進行6)對GIS應進行1)試驗在SF6氣體額定壓力下進行2)對GIS試驗時不包括其中的電磁式電壓互感器及避雷器，但在投運前應對它們進行試驗,電壓為Um的5min耐壓試驗3)罐式斷路器的耐壓試驗方式：合閘對地；分閘狀態(tài)一端加壓，另一端接地。：交接時、7。必要時：a)設備有異常時b)故障設備大修后17SF6電流互感器氣體密度繼電器和壓力表檢查1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)運行中：a)220kV及以上2年b)110 kV及以下3年4)大修后5)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時:設備發(fā)生異常時：交接時、1111117（大修若不更換繞組，可不進行7項）。試驗項目：1)充油全密封高壓引線裝置每6個月1次絕緣油色譜分析和絕緣油中水分分析；；2)變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄漏、介質(zhì)損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3)變壓器鐵芯試驗；4)變壓器高壓繞組及其連帶的高壓引線裝置和高壓充油電纜一起進行絕緣電阻試驗，采用5000V兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5)電力電纜外護套和外護套避雷器試驗；6)。必要時:設備發(fā)生異常時8并聯(lián)電阻專用開關(guān)動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時9補償電容柜電容量測量1)交接時2)新安裝投運后1年內(nèi)3)3年4)必要時與銘牌參數(shù)對應，符合廠家技術(shù)要求必要時: 設備發(fā)生異常時10補償電容的可控硅動作特性測量1)交接時2)必要時應符合制造廠規(guī)定必要時: 設備發(fā)生異常時注：成套補償裝置的接地變、消弧線圈、有載調(diào)壓開關(guān)、電壓、電流互感器、避雷器、真空開關(guān)可參照本標準有關(guān)章節(jié)規(guī)定。、7。 消弧線圈、6。 、大修試驗項目a）、11111111 2222222333337，其中32項適用于500 kV變壓器。10%三相同步的偏差、切換時間的數(shù)值及正反向切換時間的偏差均與制造廠的技術(shù)要求相符動靜觸頭平整光滑，觸頭燒損厚度不超過制造廠的規(guī)定值，回路連接良好按制造廠的技術(shù)要求無燒傷或變動接觸器、電動機、傳動齒輪、輔助接點、位置指示器、計數(shù)器等工作正常絕緣電阻一般不低于1 MΩ必要時：a)懷疑有故障時b)其它采用2500V兆歐表19有載調(diào)壓裝置切換開關(guān)室絕緣油擊穿電壓和水分含量試驗1)交接時2)大修后3）運行中：a)１１０kV及以上半年或每分接變換2000次以后b)35kV2年4)必要時110kV及以上：a)交接時、大修后：油擊穿電壓≥40ｋＶ，水分含量≤25mg/Lb)運行中 ：油擊穿電壓≥30ｋＶ，水分含量≤40mg/L35kV：按制造廠要求1)有在線濾油裝置可延長每年1次2)如果制造廠有規(guī)定時按制造廠規(guī)定執(zhí)行3) 必要時：a)懷疑有絕緣故障時b) 其它20測溫裝置及其二次回路試驗1) 交接時2) 隨相連主設備預試時3)大修后4)必要時1)密封良好,指示正確,測溫電阻值應和出廠值相符2)絕緣電阻一般不低于1MΩ1）測量絕緣電阻采用2500V兆歐表2）必要時：懷疑有故障時21氣體繼電器及其二次回路試驗1) 交接時2）隨相連主設備預試時3)大修后4)必要時整定值符合運行規(guī)程要求,動作正確，絕緣電阻一般不低于1MΩ1)測量絕緣電阻采用2500V兆歐表2）必要時：懷疑有故障時22壓力釋放器校驗1)交接時2)大修后開啟壓力偏差177。、規(guī)定、規(guī)范應遵照執(zhí)行。，經(jīng)本單位分管生產(chǎn)的領(lǐng)導或總工程師批準,可以不做停電試驗或延長試驗周期。但同一試驗電壓的設備可連在一起進行試驗。4　 總則，與同類設備試驗結(jié)果相比較，參照相關(guān)的試驗結(jié)果，根據(jù)變化規(guī)律和趨勢，進行全面分析后做出判斷。 斷路器、重合器、分段器：操作機構(gòu)解體，滅弧室解體；190。 吸收比 在同一次試驗中，lmin時的絕緣電阻值與15s時的絕緣電阻值之比。華東電網(wǎng)500kV輸變電設備紅外檢測現(xiàn)場應用規(guī)范187。本標準在執(zhí)行中如遇有問題或發(fā)現(xiàn)不盡完善之處，請及時與福建省電力試驗研究院聯(lián)系。電力設備的交接和預防性試驗是安裝、運行和維護工作中的重要環(huán)節(jié),是保證電力系統(tǒng)安全運行的有效手段之一。福建省電力有限公司所屬各發(fā)供電單位、二級單位、基建單位、設計單位和聯(lián)營單位均應遵照執(zhí)行,省內(nèi)并網(wǎng)發(fā)電廠、縣級供電企業(yè)、其他電力用戶應參照執(zhí)行。凡是注日期的引用文件，其隨后所有的修改單（不包括勘誤的內(nèi)容）或修訂版均不適用于本標準，但鼓勵根據(jù)本標準達成協(xié)議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。 絕緣電阻 在絕緣結(jié)構(gòu)的兩個電極之間施加的直流電壓值與流經(jīng)該對電極的泄漏電流值之比。 套管：換油、換膠或解體；190。紅外檢測的設備包括旋轉(zhuǎn)電機、變壓器、電抗器、互感器、斷路器、隔離開關(guān)、套管、絕緣子串、電力電容器、避雷器、電力電纜、母線、導線、組合電器、低壓電器及二次回路等。非標準電壓等級的電力設備的交流耐壓試驗值，可根據(jù)本標準規(guī)定的相鄰電壓等級按插入法進行計算。進行絕緣試驗時，被試品溫度不應低于+5℃，戶外試驗應在良好的天氣下進行，且空氣相對濕度一般不高于80%。 500kV電氣設備不拆引線試驗參照附錄M執(zhí)行, 如果測量結(jié)果與歷次比較有明顯差別或超過規(guī)程規(guī)定的標準，應拆引線進行試驗。1%；其它所有變壓器：額定分接電壓比允許偏差為177。cm/80℃1）如果低于11013Ω、1227（10 kV及以下只做7）。、。5%。試驗項目：1)；2)變壓器低壓繞組進行直流電阻、直流泄漏、介質(zhì)損耗因數(shù)和絕緣電阻試驗；3)變壓器鐵芯試驗；4)變壓器高壓繞組和GIS一起進行絕緣電阻試驗，采用5000V兆歐表測量吸收比和極化指數(shù)；5)。%，不應繼續(xù)運行3)SF固體絕緣互感器中帶有電容末屏的宜進行4)必要時：a)繞組絕緣電組(吸收比)測量異常時b)油介損不合格或油